遼寧頻現負電價，一個月超300小時，如何應對？

21世紀經濟報道記者 曹恩惠

有著東北電力交易樞紐之稱的遼寧電力市場，今年以來正在經歷一場前所未有的價格“深潛”。

據《經濟參考報》報道，自2026年1月1日起遼寧電力市場正式引入并執行負電價機制的當月，遼寧上網負電價時長累計達到310.5小時，時段占比為41.73%。且負電價現象持續至今。北極星電力市場網統計，2026年4月前三周（截至4月19日），遼寧電力現貨市場每周實時結算算術均價最低分別為-0.00615元/千瓦時、-0.09824元/千瓦時、-0.03144元/千瓦時。前述情況表明，遼寧電力市場的負電價現象遠比國內其他省份更為頻發。

事實上，負電價并非新現象。當2019年山東電力現貨市場首次出現負電價后，浙江、四川以及蒙西電力市場都相繼遭遇類似情況。尤其是自2025年我國正式實施《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（下稱“136號文件”）以來，我國電力市場的負電價現象呈現“范圍擴大、深度加深、持續時間延長”的新特征。

而針對今年遼寧電力市場負電價頻發現象，21世紀經濟報道記者獲悉，國網遼寧省電力公司（下稱遼寧電網）已于今年4月提出《關于修訂遼寧電力市場規則的建議》（下稱《修訂建議》），擬提報省電力市場運行主管部門等相關單位，以期緩解負電價、杜絕負電費。

不過，業內并非“談負色變”。有業內人士對21世紀經濟報道記者表示：“全國多地出現的負電價現象，既是我國能源結構轉型的必然陣痛，也是對市場機制與系統調節能力的持續考驗。”

遼寧負電價背后的三重因素

為何相較于其他區域的電力市場，遼寧的負電價時間更長？

對此，一位電力市場分析人士告訴21世紀經濟報道記者：“遼寧負電價現象的出現并非單一因素所致，包括電源結構、市場機制以及新能源爆發式增長這三重變量。”

21世紀經濟報道記者了解到，作為北方供暖大省，遼寧半數以上的火電機組運行遵循“以熱定電”原則。而為了保障民生供熱，即便電力負荷跌至低谷，這些火電機組也無法停機或者深度降負荷，必須維持“剛性供電”。尤其是在2026年1月寒潮期間，遼寧全網熱負荷需求達峰值，大規模熱電聯產機組強制并網運行——這種“供熱優先、發電被動”的模式，直接壓縮系統調峰空間，為供過于求埋下伏筆。

與此同時，遼寧當前的電力供應端進入了“綠色”時代。官方數據顯示，截至2025年底，遼寧風電、光伏裝機突破3700萬千瓦，清潔能源裝機占比超55%；2025年，遼寧清潔能源累計發電量已達1286億千瓦時，占總發電量的51.3%。其中，作為全國風電大省，遼寧風力發電出力顯著。以2026年1月6日為例，遼寧當天風電最大出力達1501萬千瓦，創歷史新高，占當時全網用電負荷超70%。

而在2026年1月，遼寧電力市場迎來了一個里程碑式事件——1月1日，《遼寧省電力市場配套實施細則（試行4.0版）》（下稱《細則》）正式實施。新版細則引入負電價機制，規定市場主體申報價格區間在-0.1元/千瓦時至1.1元/千瓦時，最終系統出清的交易價格區間為-0.1元/千瓦時至1.5元/千瓦時。

于是，火電剛性出力以及廉價的綠電大量涌入，遼寧電力現貨市場的“地板價”被擊穿。2026年1月6日，當遼寧風電最大發電電力創歷史峰值之時，電力現貨市場全天均價也首次跌入“負值”區間。

21世紀經濟報道記者注意到，在《細則》正式實施前，遼寧電力市場的新能源發電多通過保障性收購或固定電價消納。但《細則》實施后，新能源發電全額參與現貨競爭。“當供過于求時，風電、光伏為優先上網主動壓低報價，直至觸及價格下限，直接引爆負電價。同時，遼寧電力現貨市場中長期交易由‘差量結算’改為‘差價結算’，市場主體交易策略更趨激進，進一步放大現貨價格波動。”前述電力市場分析人士對記者表示。

遼寧電網建議啟動臨時性價格干預

隨著新能源發電全面入市日趨常態化，業內對于負電價現象并非“談虎色變”。這一現象反映了高比例新能源并網、傳統電源剛性發電需求、電力市場機制改革以及電力系統調節滯后等幾大因素，在遼寧電力現貨市場試運行初期的集中碰撞。它既揭示了北方供暖地區能源轉型的特殊復雜性，也驗證了市場化價格信號對資源配置的核心作用。

而針對今年以來電力現貨市場較為頻繁出現的負電價，遼寧電網近期向省電力市場運行主管部門提報了一份建議。根據21世紀經濟報道記者從知情人士處獲取的文件，遼寧電網提出了多項措施建議，包括啟動臨時性價格干預，推動省內全部集中式新能源主體報量報價入市交易，建立長時間負電價用戶免于超額獲利回收機制，調整電力市場規則以及制定有效措施杜絕負電費現象發生。

由于今年以來遼寧電力現貨市場負電價時長已經遠遠超過其他省份，遼寧電網建議立即采取長時負電價時段臨時性限制措施。《修訂建議》提出，若日前市場經計算出現連續6小時以上負電價時段，在實時市場啟動前將市場出清價格下限由-0.1元/千瓦時調整為0.02元/千瓦時。其還提出可采取分時段階梯型設置，即視時長從6小時至24小時，分別設置從0.02元/千瓦時至0.05623元/千瓦時（0.15倍標桿電價）不等的出清價格下限。在遼寧電網看來，這一建議“迫在眉睫”——其擬于今年4月底前完成規則修改意見提報，同步啟動相關交易操作系統功能升級改造。

遼寧電網另一條重要措施建議是，推動省內全部集中式新能源主體報量報價入市交易。21世紀經濟報道記者注意到，目前國內各省集中式新能源普遍采用報量報價的市場化參與方式，即市場主體在交易中同時申報數量和價格，此舉有利于精準地反映電力真實供需價格，激勵用戶合理安排生產計劃，為新能源消納提供更多可能性。對此，遼寧電網建議修改相關市場規則，通過取消自愿選項、拉大報價段價差、調整報價段電量比例等方式，分化新能源參與現貨市場競價報價行為，減少報低價部分電量占比，降低負電價產生的頻率和幅度。

此外，遼寧電網還建議，當現貨市場發生長時間負電價（月度時長占比超過30%），對于負電價期間用電占比高的主體（電量占比60%以上），可免于月度超額獲利回收。這一建議則是參照“山東模式”——根據山東發布的《2026年新能源高水平消納行動方案》，該省提出“直接參與電力批發市場的用戶，在負電價時段（以日內實時電價為準）月用網電量占其全部用網電量60%（含）以上的，免于中長期偏差缺額收益回收。”此舉被業內視作，通過利益來引導用戶行為改變。

短期來看，負電價頻發是遼寧電力市場的轉型陣痛。但長期而言，這是市場機制發揮作用、倒逼系統升級的必經過程。隨著儲能技術成熟、市場規則完善、需求響應激活，遼寧電力現貨市場終將走出“長時負電價困局”。